宝浪油田宝北低渗储层水平井剩余油开发技术研究
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摘要
宝浪油田宝北区块地理位置位于新疆巴音郭楞蒙古自治州焉耆回族自治县永宁乡境内,构造位置位于焉耆盆地博湖坳陷北部凹陷宝浪苏木构造带北部,为岩性控制的北西——南东向背斜构造。储层平均孔隙度12-14%,平均渗透率2.97-27.3×10-3μm2,属典型低孔低渗储层类型。油藏天然能量以边水为主,由于先期保持较高的采油速度开发,目前进入快速递减阶段,含水率整体较高。当前本区地下油水关系复杂,剩余油分布规律性差,剩余油挖潜面临诸多问题。油田期望通过小规模的井网调整或局部运用水平井开展零散挖潜,进一步改善开发效果,最终提高水驱采收率。从我国诸多中高含水油田的剩余油开发实践来看,水平井的挖潜效果相对较好,但水平井开发成本高、风险大、后期管理和调整都较困难,因此有必要对水平井挖潜方案进行全面的评估,以确保其经济效益。本文立足于运用水平井技术开展零散挖潜这一关键问题,旨在为油田进行方案优选提供可供参考的技术和经济指标,同时为油田最终作出科学决策提供重要的理论支持和方法支撑。
本文以宝浪油田宝北区块这种典型的低孔低渗储层为研究对象,综合运用油藏描述、沉积学、储层地质学、油藏工程、渗流力学、石油经济学等学科的理论与方法,在广泛调研的基础上,结合大量的动态、静态、实验资料以及前人在本区的研究成果,采用经验类比法、油藏工程方法、数值模拟方法以及实验手段,通过对本区地质特征、开发特征以及低渗储层渗流特征的深入认识,进而对本区运用水平井技术进行剩余油挖潜的可行性、经济性和有效性展开全面评价,总结了—套适用于低渗储层的水平井挖潜目标区优选和优化设计的思路与方法。
本文首先较全面地总结了在利用水平井开展低渗储层零散挖潜时应完成的基础工作,即落实构造沉积背景、把握储层地质及渗流特征、明确开发问题、透析剩余油成因与分布。总体看来,本区为辫状河三角洲沉积体系,背斜构造上三级断层和裂缝较发育,储层低孔低渗,非均质性较强,求其平均启动压力梯度为0.0245MP/m,表现出非达西流特征。数值模拟研究表明：本区各单层剩余油分布差异较大,Ⅱ12、Ⅱ21、Ⅱ22、Ⅲ11、Ⅲ12单层的剩余地质储量均在50×104t以上；其主要影响因素是井网不完善、砂体尖灭、断层切割和遮挡。
单井的拟三维单相稳定渗流是目前低渗储层最适合开展油藏工程评价的渗流形式。在此基础上,本文较明晰地提出了水平井挖潜目标区优选的基本思路,即油藏类型优选→开发层系优选→层位优选→井区优选→产能评价→经济评价,确定本区最适合布置水平井的单层为Ⅱ21,最适合布置水平井的井区为B6-6井--XZ1井—B5-6井—BB1205井井区,200m水平段单井预测产能在8t/d左右,大于经济极限初始产能5.5t/d,完成了水平井挖潜方案的可行性和经济性评价。在优选井区的基础上,通过水平井若干重要参数的优化设计和开发指标的预测完成水平井挖潜方案的有效性评价。优化水平段位置为纵向距顶1/3h,平行于构造线设置；优化水平段长度为200m；优化井网类型为不规则五点法井网；优化完井方式为单纯射孔完井或绕丝筛管完井方式。数值模拟预测本区初始产能为20m3/d,采油指数为10 m3/d/MPa,比直井更为有利。最终得出在本区利用水平井技术开展零散挖潜是可行、经济而且有效的重要结论。
本论文创新地将流动单元(流动单元是进行储层评价的一个重要手段,它体现了储层岩性、岩石物理性质等在内部相似,且纵横向连续均质的储集带)的特征参数FZI值与启动压力梯度、相渗联系起来,拓展了流动单元的应用领域,为其在开发评价预测方面奠定了重要基础。同时本文较为系统地总结了一套适合于低渗储层水平井设计的思路及方法,基于油藏工程角度对水平井优选优化的范围作了一定程度的延伸,所获得的成果及认识对低渗油田利用水平井开发剩余油有十分重要的指导作用。
BaoBei district in Baolang oilfield is located in Yongning town of Yanqi district, the Hui nationality autonomous county of Bayangol Mongol Autonomous Prefecture, Xinjiang Uygur Autonomous Region. It is a NW-SE direction arch structure, which is firmly controlled by lithology and setted on Baolang-Sumu northern structural zone, north of Bohu depression, Yanqi basin. Porosity of the reservoir is 12-14%, and permeability is 2.97-27.3×10-3μm2, which shows such kind of reservoir is of low porosity and low permeability. Natural energy of this reservoir is edge-water mainly. Resulted from early rapid development, the reservoir productivity decreases quickly at the present time, and the water cut is at a upper level. Because of complex oil-water relationship and bad disciplinary distribution of remaining oil, later remaining oil development is faced with many problems. Oilfield people expect to improve development effect and enhance oil recovery through small-scale well pattern adjustment or scattered remaining oil development using horizontal well technology. According to remaining oil development practice in oilfield at high water cut stage, the effect of remaining oil development is relatively good using horizontal wells, but it's established on high cost, high danger, difficult management and adjustment. So it's very necessary to make comprehensive evaluation to ensure enough economic benefits. Based on this key problem, that is, developing scattered remaining oil using horizontal wells, this paper is expected to provide some technical and economic index for the oilfield to make optimization and comparison in different programs, at the same time supply important theories and methods for the oilfield to make scientific decisions.
This research takes representative low permeable and low porous reservoir of this area for research object, and comprehensively refers theories and methods of many subjects such as reservoir description, sedimentology, reservoir geology, reservoir engineering, permeation fluid mechanics, oil economics and so on in specific reseach process. Based on extensive survey, combining with a large amouts of dynamic, static and experimental information and research findings before, using experiential analogy, reservoir engineering, numerical simulation methods and experiment ways, this paper gains deep knowledge on characteristics of geology, development and seepage, ulteriorly make overall assessment from feasibility to economical efficiency to effectiveness on exploiting remaining oil using horizontal wells, simultaneously summarizes a set of thinking and methods for making work about optimization choice of target area and optimization design of horizontal well parameters.
During the research process, this thesis primarily makes three achievements. Firstly, we should do much fundamental work before optimization choice of target area and optimization design of horizontal parameters, including implement of structure and sedimentary background, grasping geology and seepage characteristics of reservoir, explicit about development problems and dialyzing the generation and distribution of remaining oil. Overall, the sedimentary system is braided river delta, and there are many faults and cracks on the anticline. The reservoir is low permeable and low porous, with serious heterogeneity, and in which the seepage is non-darcy flow because of the existence of start-up pressure gradient (0.0245MP/m). Using the numerical simulation way, We find that there are much differences among oil sand bodies in this area. Many monolayers have large quantities of remaining oil such asⅡ12、Ⅱ21、Ⅲ22、Ⅲ11、Ⅲ12, whose remaining geologic reserves is above 50 X 104t. The main causes of remaining oil distribution are imperfect well pattern, sand bodies'pinch-out, faults incision and faults barrier.
Now, single-phase steady seepage in pseudo-three-dimensional places in one well is the perfect seepage way to make reservoir engineering evaluation for horizontal wells in low permeable reservoir. We should choose proper seepage solution to lead later work, then we should successively do optimal choice about reservoir type, layer series of development, oil sublayer and well area before flow potential and economic assessment to finish feasibility to economical efficiency evaluation work of horizontal well scheme. The optimal place we choose for horizontal well design is in B6-6—XZ1—B5-6—B1205 well area. If we designs a horizontal well, that is H5, in this area, initial production capacity is about 8t/d when the horizontal segment is 200m, which is larger than the economic limit initial production capacity which is 5.5t/d. After finish the feasibility and economic evaluation work, we should do optimization design of some important parameters of horizontal well and prediction of development index to finish effectiveness evaluation work of horizontal well scheme. Through the optimal design process, we can give some standards of horizontal well's parameters. Firstly, the optimal vertical location of the horizontal segment is 1/3 of the sand body thickness to the top, the horizontal location is parallel to structure lines, and the length is 200m. Secondly, the optimal well pattern is irregular 5-spot area pattern. Thirdly, the optimal well completion way is single perforated completion, wire wrap screen pipe completion included. Initial production capacity of horizontal well in this area is 20m3/d and initial production index is 10m3/d/MPa, applying numerical simulation, more favourable than vertical well. Then we can draw a significant conclusion that it's feasible and economical and effective to develop scattered remaining oil using horizontal wells in this area.
Flow unit is one of important methods used in reservoir assessment, which shows a reservoir belt that is similar in lithology, petrophysics characteristics, and that is continuous and homogeneous in vertical and aclinic directions. This paper creatively builds relationship between FZI, that is, latent parameter of flow unit and both start-up pressure gradient and relative permeability principle, as expands the application of flow unit and lays a basis for flow uint to use in development evaluation and prediction. Besides, this paper systematically puts forward to a set of thoughts and methods to design horizontal wells in low permeable reservoir, and makes extension on horizontal well optimization to a certain extent. These achievements and conclusions have crucial directive function for low permeable oilfield to develop remaining oil using horizontal well technology.
本文以宝浪油田宝北区块这种典型的低孔低渗储层为研究对象,综合运用油藏描述、沉积学、储层地质学、油藏工程、渗流力学、石油经济学等学科的理论与方法,在广泛调研的基础上,结合大量的动态、静态、实验资料以及前人在本区的研究成果,采用经验类比法、油藏工程方法、数值模拟方法以及实验手段,通过对本区地质特征、开发特征以及低渗储层渗流特征的深入认识,进而对本区运用水平井技术进行剩余油挖潜的可行性、经济性和有效性展开全面评价,总结了—套适用于低渗储层的水平井挖潜目标区优选和优化设计的思路与方法。
本文首先较全面地总结了在利用水平井开展低渗储层零散挖潜时应完成的基础工作,即落实构造沉积背景、把握储层地质及渗流特征、明确开发问题、透析剩余油成因与分布。总体看来,本区为辫状河三角洲沉积体系,背斜构造上三级断层和裂缝较发育,储层低孔低渗,非均质性较强,求其平均启动压力梯度为0.0245MP/m,表现出非达西流特征。数值模拟研究表明：本区各单层剩余油分布差异较大,Ⅱ12、Ⅱ21、Ⅱ22、Ⅲ11、Ⅲ12单层的剩余地质储量均在50×104t以上；其主要影响因素是井网不完善、砂体尖灭、断层切割和遮挡。
单井的拟三维单相稳定渗流是目前低渗储层最适合开展油藏工程评价的渗流形式。在此基础上,本文较明晰地提出了水平井挖潜目标区优选的基本思路,即油藏类型优选→开发层系优选→层位优选→井区优选→产能评价→经济评价,确定本区最适合布置水平井的单层为Ⅱ21,最适合布置水平井的井区为B6-6井--XZ1井—B5-6井—BB1205井井区,200m水平段单井预测产能在8t/d左右,大于经济极限初始产能5.5t/d,完成了水平井挖潜方案的可行性和经济性评价。在优选井区的基础上,通过水平井若干重要参数的优化设计和开发指标的预测完成水平井挖潜方案的有效性评价。优化水平段位置为纵向距顶1/3h,平行于构造线设置；优化水平段长度为200m；优化井网类型为不规则五点法井网；优化完井方式为单纯射孔完井或绕丝筛管完井方式。数值模拟预测本区初始产能为20m3/d,采油指数为10 m3/d/MPa,比直井更为有利。最终得出在本区利用水平井技术开展零散挖潜是可行、经济而且有效的重要结论。
本论文创新地将流动单元(流动单元是进行储层评价的一个重要手段,它体现了储层岩性、岩石物理性质等在内部相似,且纵横向连续均质的储集带)的特征参数FZI值与启动压力梯度、相渗联系起来,拓展了流动单元的应用领域,为其在开发评价预测方面奠定了重要基础。同时本文较为系统地总结了一套适合于低渗储层水平井设计的思路及方法,基于油藏工程角度对水平井优选优化的范围作了一定程度的延伸,所获得的成果及认识对低渗油田利用水平井开发剩余油有十分重要的指导作用。
BaoBei district in Baolang oilfield is located in Yongning town of Yanqi district, the Hui nationality autonomous county of Bayangol Mongol Autonomous Prefecture, Xinjiang Uygur Autonomous Region. It is a NW-SE direction arch structure, which is firmly controlled by lithology and setted on Baolang-Sumu northern structural zone, north of Bohu depression, Yanqi basin. Porosity of the reservoir is 12-14%, and permeability is 2.97-27.3×10-3μm2, which shows such kind of reservoir is of low porosity and low permeability. Natural energy of this reservoir is edge-water mainly. Resulted from early rapid development, the reservoir productivity decreases quickly at the present time, and the water cut is at a upper level. Because of complex oil-water relationship and bad disciplinary distribution of remaining oil, later remaining oil development is faced with many problems. Oilfield people expect to improve development effect and enhance oil recovery through small-scale well pattern adjustment or scattered remaining oil development using horizontal well technology. According to remaining oil development practice in oilfield at high water cut stage, the effect of remaining oil development is relatively good using horizontal wells, but it's established on high cost, high danger, difficult management and adjustment. So it's very necessary to make comprehensive evaluation to ensure enough economic benefits. Based on this key problem, that is, developing scattered remaining oil using horizontal wells, this paper is expected to provide some technical and economic index for the oilfield to make optimization and comparison in different programs, at the same time supply important theories and methods for the oilfield to make scientific decisions.
This research takes representative low permeable and low porous reservoir of this area for research object, and comprehensively refers theories and methods of many subjects such as reservoir description, sedimentology, reservoir geology, reservoir engineering, permeation fluid mechanics, oil economics and so on in specific reseach process. Based on extensive survey, combining with a large amouts of dynamic, static and experimental information and research findings before, using experiential analogy, reservoir engineering, numerical simulation methods and experiment ways, this paper gains deep knowledge on characteristics of geology, development and seepage, ulteriorly make overall assessment from feasibility to economical efficiency to effectiveness on exploiting remaining oil using horizontal wells, simultaneously summarizes a set of thinking and methods for making work about optimization choice of target area and optimization design of horizontal well parameters.
During the research process, this thesis primarily makes three achievements. Firstly, we should do much fundamental work before optimization choice of target area and optimization design of horizontal parameters, including implement of structure and sedimentary background, grasping geology and seepage characteristics of reservoir, explicit about development problems and dialyzing the generation and distribution of remaining oil. Overall, the sedimentary system is braided river delta, and there are many faults and cracks on the anticline. The reservoir is low permeable and low porous, with serious heterogeneity, and in which the seepage is non-darcy flow because of the existence of start-up pressure gradient (0.0245MP/m). Using the numerical simulation way, We find that there are much differences among oil sand bodies in this area. Many monolayers have large quantities of remaining oil such asⅡ12、Ⅱ21、Ⅲ22、Ⅲ11、Ⅲ12, whose remaining geologic reserves is above 50 X 104t. The main causes of remaining oil distribution are imperfect well pattern, sand bodies'pinch-out, faults incision and faults barrier.
Now, single-phase steady seepage in pseudo-three-dimensional places in one well is the perfect seepage way to make reservoir engineering evaluation for horizontal wells in low permeable reservoir. We should choose proper seepage solution to lead later work, then we should successively do optimal choice about reservoir type, layer series of development, oil sublayer and well area before flow potential and economic assessment to finish feasibility to economical efficiency evaluation work of horizontal well scheme. The optimal place we choose for horizontal well design is in B6-6—XZ1—B5-6—B1205 well area. If we designs a horizontal well, that is H5, in this area, initial production capacity is about 8t/d when the horizontal segment is 200m, which is larger than the economic limit initial production capacity which is 5.5t/d. After finish the feasibility and economic evaluation work, we should do optimization design of some important parameters of horizontal well and prediction of development index to finish effectiveness evaluation work of horizontal well scheme. Through the optimal design process, we can give some standards of horizontal well's parameters. Firstly, the optimal vertical location of the horizontal segment is 1/3 of the sand body thickness to the top, the horizontal location is parallel to structure lines, and the length is 200m. Secondly, the optimal well pattern is irregular 5-spot area pattern. Thirdly, the optimal well completion way is single perforated completion, wire wrap screen pipe completion included. Initial production capacity of horizontal well in this area is 20m3/d and initial production index is 10m3/d/MPa, applying numerical simulation, more favourable than vertical well. Then we can draw a significant conclusion that it's feasible and economical and effective to develop scattered remaining oil using horizontal wells in this area.
Flow unit is one of important methods used in reservoir assessment, which shows a reservoir belt that is similar in lithology, petrophysics characteristics, and that is continuous and homogeneous in vertical and aclinic directions. This paper creatively builds relationship between FZI, that is, latent parameter of flow unit and both start-up pressure gradient and relative permeability principle, as expands the application of flow unit and lays a basis for flow uint to use in development evaluation and prediction. Besides, this paper systematically puts forward to a set of thoughts and methods to design horizontal wells in low permeable reservoir, and makes extension on horizontal well optimization to a certain extent. These achievements and conclusions have crucial directive function for low permeable oilfield to develop remaining oil using horizontal well technology.
引文
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